国际天然气价格大幅拉涨，进口LNG供应趋紧的影响，正在逐步向下游蔓延。
近日，国内部分地区按照当地实际情况，并结合天然气上下游联动机制，纷纷上调居民、非居民天然气价格。行业人士认为，气价上行主要受国内外供给趋紧因素影响，下游企业生产制造成本面临提升的同时，我国燃气价格市场化改革也获得推进。在短期内供给端难有增量的背景下，全年气价或维持强势格局。
多地上调管道气价格
草长莺飞四月天，北方冬季采暖需求已过，燃气市场也步入传统淡季。然而3月份以来，国内多地陆续出台最新气价方案，或顺价调涨，或直接沿用采暖季价格。
据上海市人民政府网站3月末发布的消息，为统筹疫情防控和经济发展，平衡上游天然气价格上涨和减轻用户负担的关系，市发展和改革委员会《关于调整本市非居民天然气销售基准价格的通知》（下称《通知》）将继续执行。2021年末发布的《通知》中，天然气发电厂及漕泾热电的销售基准价格提高0.4元/立方米，其他非居民用户的销售基准价格提高0.6元/立方米。并明确2022年1月1日起取消季节性差价。实际销售价格以政府制定的基准价格为基础，由供应企业在上下5%的浮动幅度内确定。
同样延续了采暖季价格的还有湖南。3月29日湖南发改委向长沙、株洲、湘潭等10市发改委各相关企业发布通知显示，因全球能源市场供需偏紧，地缘政治频发，进口天然气大幅度上涨，国内“三桶油”公司持续上调该省天然气供应价格，决定2022年度淡季非居民用气销售价格暂不实行新的联动调整，10市非居民用天然气销售价格继续执行2021年采暖季价格。
此外，广东韶关曲江城区居民生活用气第一阶梯销售价格，由现行每立方3.64元调整为4.3元，其它梯次销售价格同时相应调整；非居民用气销售价格由现行基准价每立方3.8元（可上浮20%，下浮不限），调整为当月销售价格按不超过上月平均购气价格确定。
而陕西大荔县人民政府网站也发布通知，从4月1日起对县城区居民用天然气第一阶梯销售价格由原来的1.88元/m3调整为2.27元/m3，其它各类各档销售价格也均有上调。
“近期确实不少地区发布了居民、非居民天然气价格调整政策。涨幅在6%-28%不等，其中仅银川市管道气价格由供暖季价格调整为淡季价格，下跌36%，与2021年淡季价格持平。”金联创分析师孙雪莲告诉证券时报·e公司记者，近日部分省份中石油2022年——2023年年度管道气销售政策已确定，据悉2022年下游用户合同气量按照该用户上一年同期实际用气量的80%——90%进行配置。此外，今年管道气合同量将执行一省一价，且上浮比例略高于去年，导致企业成本增加，且管道气供应量相对收紧。
“中石油只是其中一个代表。目前上/中/下游很多企业都在根据政策要求，市场供需变化，下游承受能力和企业自身成本等因素变动，来制定更为合适的销售或价格机制。地域不同，气质组分及气源来源不同，市场价格差异性也比较明显。近期也确实有部分地区调涨居民及非居民用气价格，主要集中在海气用量占比比较高的省份，广东、浙江、江苏等地。”卓创天然气分析师国建称，国内天然气市场特别是管道气市场发展目标就是要实现市场化。
从2021年以来，受国际大环境影响，天然气价格大幅上升，很多地方气源成本上浮明显，相应的市场零售价格很多地区也已经超过以往限定价格机制下的定价。虽然国内天然气价格上行，终端消费市场会承受较大压力，但是这个价格形势下，对国内天然气市场化改革进程也形成了很大推动。城市燃气和上游供应都在谋求更加合理的价格疏导机制，也陆续进行了各种尝试。
我国天然气消费需求逐步扩大
国家发改委日前发布的运行统计数据显示，2021年全国天然气表观消费量3726亿立方米，同比增长12.7%，增幅大于原煤、原油，处于中高速增长合理区间。2021年12月27日，全国用气量曾创历史新高，达13.72亿立方米，比上个供暖季日最大用气量高出5000万立方米。
北京世创能源咨询公司首席研究员杨建红认为，2021年天然气消费量增长的首要原因是我国经济强劲复苏，工业和制造业恢复势头良好，加之新冠肺炎疫情影响导致2020年天然气消费量低基数效应，共同拉升了2021年的消费量。
“经济持续复苏带动天然气消费量攀升，其中公用事业增长最快。目前，世界各天然气生产国还未完全恢复生产能力，其他国家还处于复工复产阶段时，我国已基本恢复正常生产。同时，去年一定时期内煤、电资源紧平衡的情况下，天然气作为替代和补充，进一步拉升了需求增量。”杨建红说。
2021年天然气消费增长的另一个重要因素是西南地区来水不足，西电东送电量有限，广东等地的用电紧张情况拉动天然气发电需求暴涨。
“往年7、8月才出现的用电高峰，去年5、6月就提前出现并持续了一段时间。”博轶咨询创始人杨常新表示，“今年，随着部分省份恢复煤炭的供应份额，对天然气的补位需求或不再持续高位。国内发电行业会逐步回归理性，若不出现极端天气，气电需求预计也会回归正常。”
目前，中国气电装机约占发电总装机的 4.5%左右，远低于发达国家平均水平。受访人士均表示，长期看，中国电力需求量仍将快速增加，仅依赖可再生能源发电难以满足未来十年的电力需求量增长，利用天然气替代是尽快实现电力行业碳达峰的优选途径。另外，“双碳”目标一定程度上会促使燃煤发电需求向天然气发电需求转移，但短中期内，天然气还不完全具备为煤电做补充的能力。
此外，城市燃气和工业领域“煤改气”工程持续推进，尤其是京津冀、汾渭平原、广东、浙江、黑龙江和吉林等地通过推进工业用户使用天然气、热电联产扩建等方式促进“煤改气”发展，也进一步刺激了天然气消费。
2021年，“煤改气”主要推动力是以广东为代表的省级推广。广东省2018年发布的《广东省打赢蓝天保卫战实施方案（2018-2020年）》要求，2020年基本完成燃煤工业锅炉替代及清洁改造、工业锅炉污染综合治理、工业窑炉专项治理等工作。据了解，2021底广东增加了约60亿立方米-70亿立方米的天然气消费潜力，其中“煤改气”贡献了约30亿立方米天然气消费量。
另一方面，生态环境部2021年10月发布的《京津冀及周边地区、汾渭平原2020-2021年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案(征求意见稿)》要求，“煤改气”工业覆盖范围从之前的15个行业扩至39个行业，并要求京津冀及周边地区、汾渭平原共完成散煤替代709万户。同时，山东、浙江、江西、广西、安徽多地相继出台环保政策和行动计划，持续推进“煤改气”实施，助推天然气消费。
国际能源署2021年7月发布的《天然气分析及展望 2021-2024》指出，在无重大政策变化限制全球天然气消费的情况下，未来几年天然气需求将呈现增长态势，中国亦如此。
业内人士建议，在天然气消费量不断增长的趋势下，应进一步加强国内勘查开发力度，增加资源探明储量，确保我国天然气资源供应安全，同时应适度拓展较远进口来源国的供应渠道。
今年天然气供应偏紧是常态
采访中分析人士多表示，地缘政治导致国际气价高位震荡，LNG进口成本大幅增加，无疑是导致国内气价上行，供应偏紧的主因。
据金联创数据，3月东北亚现货价格均价为39.356美元/百万英热，较2月环比上涨46.94%，受俄乌冲突影响，于3月7日飙涨至84.762美元/百万英热，刷新历史纪录；3月欧洲TTF价格均价为41.644美元/百万英热，较2月环比上涨56.22%，于3月8日创造历史高点，67.925美元/百万英热；3月英国NBP期货价格均价为41.055美元/百万英热，较2月环比上涨54.43%，于3月7日创造新的历史高点，为70.695美元/百万英热。同比去年3月，东北亚现货价格、欧洲TTF价格及英国NBP期货价格涨幅高达5倍之多。
“受上游LNG价格强势影响，今年管道气价格比往年水平明显上浮。我国LNG一方面来源于国内气田自采，另一方面来源是进口。目前进口LNG无论长协还是现货价格都涨幅明显，现货同比涨幅已达到600%。”国建表示，LNG进口量在国内LNG供应结构中占比能达到30%以上。其中LNG现货进口成本的上浮，导致目前国内企业进口LNG现货要承担较高额的成本倒挂风险。
市场对国内外高气价关注度提升之时，近日国内LNG价格有所回调。
生意社分析师佟贺表示，4月11日国内液化天然气市场均价6988元/吨，较上一日下跌3.16%，同比上涨102.55%。目前公共卫生事件影响，物流依然不畅，液厂库存增加，有降价促排操作，而且供暖期结束，需求面持续弱化，国内液市行情稳中偏弱运行。
“供暖季结束，4月中国天然气市场进入传统淡季，叠加疫情及高气价影响，终端需求越发低迷，导致LNG价格承压下行。”孙雪莲表示，4月11日全国国产LNG出厂均价7477元/吨，较4月1日跌346元/吨；而受成本因素制约及4月LNG进口船期较少，接收站价格相对坚挺，LNG接收站槽批出站均价8761元/吨，较4月1日跌17元/吨。国产与进口LNG价差明显拉宽，因此国产LNG对进口LNG市场冲击明显。
“LNG市场是标准的大宗商品市场，能够比较灵敏反馈市场供需情况，所以市场关注LNG价格较多。但是LNG只是天然气的一个中间环节，在整个天然气市场占比很小，只有13%左右水平，但其价格走势在一定程度上是能够反馈国内整个天然气市场供需形势的。”国建认为，管道气供应紧平衡形势下，作为中间市场的LNG市场，其价格水平维持高位震荡也是大概率，即使有所下降，但其价格水平可能也要远高于往年同期。
近期LNG价格确实有所回落，但多是短期形势，预计幅度不会太大，时间也不会太长。近期国内因为部分地区交通管制，短期内流通效率下降，上游库存高位，降价出货意愿较强，但这不代表整个市场的价格走势。成本支撑下，后期LNG价格预计难有很大的下降空间。
他表示，今年全年看，由于上游没有什么新增的供应渠道支撑，价格水平可能整体都会高于往年。虽然近两年行业公布了很多新增LNG接收站建设项目，但是目前国际天然气供应形势下，即使接收站投产，也不一定有充足的合适成本价格下的气源供应。国际地缘政治因素下，资源供应整体偏紧。市场上出口终端的项目目前基本都是满负荷状态。而且在目前以卖方为主导的国际天然气市场上，签订价格相对低廉的进口气价格更是难上加难。虽然现在一些出口终端项目也在陆续上马，但形成产能并达产，还需要几年时间缓冲。
程小勇也认为，受地缘政治等因素影响，2022年国际气价或将持续高位运行，受此影响，国内天然气量紧价高或将成为常态。去年国际天然气价格大幅上涨，但国内终端并未有明显涨价，近期才慢慢显现。国内天然气价格调整速度依然缓慢，各地调整的步伐也不一致。目前进口气价格倒挂现象明显，预计国内价格后期还会持续上行。
我国如何应对天然气进口风险
面对外部风险与挑战，我国的天然气应急能力主要包括国内的产储应急与国外进口调节两方面。国内方面，我国气田短时间内快速增产的能力以及天然气储备不足。由于近年来我国加快了国内天然气资源的勘探开发力度，气田基本处于满负荷生产状态，几乎没有可用的剩余产能。从国内储备看，截至2020年底，全国建成地下储气库（群）14座，设计储气能力达237亿立方米，占消费气量的比例仅为7.0%，与世界平均水平10.7%仍存在较大差距，与欧盟（21.0%）、美国（17.5%）、俄罗斯（18.4%）等差距更大。因此，与全球天然气最大进口国、第三大消费国身份相比，我国储气库规模仍有很大的提升空间。
国外进口调节的应急能力主要在于进口气源的切换与进口通道富余量的调节能力。总体来看，我国天然气进口体系具有运输通道与气源“一对一”的刚性匹配特征，对于地缘政治风险较高的资源国、过境国，可选择性、可替代性的研究与规划不足。若过境国稳定性下降，将对我国跨境管道的安全运行构成潜在安全挑战。
面对新时期我国天然气需求快速增长，但国际市场供需矛盾日益加剧，地缘政治博弈及天然气供应商不稳定性凸显的现实，我国可从以下三方面保障天然气进口安全：
一是优化天然气进口来源，强化重点资源国合作。考虑到现有可获得的天然气不足以满足我国经济中长期发展需求，仍需挖潜供应来源。对于陆上来源，可与俄罗斯、土库曼斯坦等天然气资源大国深化天然气合作，继续扩大贸易量，同时进一步挖掘新的陆上供气来源。对于海上来源，加大北非、拉美、北美等资源地LNG的贸易往来。在做大规模的同时，还应从结构上优化进口来源，降低对政治不稳定地区的天然气进口比例和依赖度。
二是优化进口气的跨境通道布局。丰富我国现有的天然气进口通道，以全球重点资源国为落脚点，打造与俄罗斯、土库曼斯坦、卡塔尔之间的可选择性高、多元化的天然气战略大通道。继续做大并丰富现有通道气源，将中缅天然气通道、中巴天然气通道作为我国面向中东、北非气源的过境运输通道，减缓南海通道的安全压力。此外，应探索打造我国作为俄罗斯、中亚天然气出口东北亚、南亚的过境国地位，布局中朝韩日天然气通道，结合我国沿海的LNG供应与调配体系，构建泛东北亚天然气供应网络。还应推动我国与南亚的天然气联动，打通东亚、南亚的天然气大动脉。
三是提升我国在本地区的天然气贸易枢纽国作用。灵活实施国内天然气市场的发展战略，发挥我国与中亚、俄罗斯接壤的地理优势，依托庞大的过境运输管网，探索实施我国国产天然气出口、天然气串换等各类贸易形式，实现天然气经我国的大规模流动。探索我国进口气转出口、国产气出口的可能性，依托我国便利的地理位置与近市场优势，探索我国天然气向东北亚、南亚出口的可能性。加快与俄罗斯、土库曼斯坦等重点资源国合作，在我国发展天然气深加工与利用，发挥我国在亚太地区的枢纽地位，进一步出口天然气化工品如氢、氨、甲醇等各类高附加值产品，提升我国在国际能源产业链中的参与度。
文章来源：证券时报，中国能源报，中国石油报
